Вопросы по адаптации моделей с большим количеством ГРП

Последнее сообщение
RedFriendndlyANT 16 1
Дек 18

Всем доброго времени суток!!! Заранее извиняюсь, опыта в адаптации  у меня и нет, поэтому некоторые вопросы ниже могут быть глупыми. Мне дали несколько гд моделей, которые хоть как-то надо садаптировать.  В процессе появилось несколько вопросов. Ещё раз извиняюсь, много времени на работу с моделями уходит, первичный поиск вопросов или не дал, или породил их ещё больше. Вопросы связаны не только с моделированием, но  с разработкой.

1. На своих двухфазных моделях обратил внимание, что FWITH(накопленная закачка воды) превосходит отбор по жидкости на четверть, то есть перекомпенсация, учитывая, что добываемый флюид более сжимаем. Но если смотреть по показателям истррических забойных давлений, то они выходят в 3-6 меньше расчётных, добыча ведётся при забойках ниже давления насыщения(дебиты по жидкости сбиваются), причём сильно ниже. Учитывая, что такие забойки на конечные периоды то абсолютною проницаемость трогать смысла не имеет. Вопрос: мне надо скином и WPIMULT уменьшать сильно продуктивность? Или что-то придумывать с моделью и куда-то убирать эту перекомпенсацию?

2. Учитывая, что везде в моделях у меня добывают при давлениях на забое намного ниже нысыщения, и в 3-х фазных тоже, то надо ли мне их мультить, учитывая индикаторные кривые. Ведь несмотря на трёхфазную модель, то размер ячейки довольно большой, не говоря про двухфазные модели, где газа нет. И сильно ли будет отличаться адаптация, если "забить" на индикаторные кривые? Ваше мнение.

3.Вопрос по документам, описывающим ГРП. Нормально, что FCD там указаны 15 - 30, что при пересчёте выходит, что проницаемость трещины  1000 - 3000 Дарси? Нормально ли, что направление трещин в этих листах указаны вообще произвольно? Две рядом расположенные скважины могут иметь направление своих трещин перпердикулярным? Тензор напряжеия такой? Или что? И да, часто ли трещины скважин ГРП пересекаются? Из-за пересечения, будут ли режимы скважин одинаковыми? Вот тоже вопрос: сколько длится деградация трещины ГРП, и сильно повторные ГРП увеличивают продуктивность?

4. Нормально ли, что в истории в начальный момент скважина с ГРП даёт дебит в райне 100 куб метров, с BHPH  110% от давления от насыщения, а во втрой момент времени 20 куб с 50% от BP? Между моментами промежуток - месяц.

5. Что точнее? Если Ежедневные сводки не сходятся с ежемесячными сводками, и не бьются с техрежимами.

6. Как можно ещё сбить фазовый состав флюидов, кроме как  изменяя относительные фазовые проницаемости?

7. Если средняя проницаемость месторождения меньше 10 мД, то можно ли сделать вывод, что важнее поскважинная адаптация?

8. Как в вашей практике часто встречаются разломы и сильно ли они влияют на процесс адаптации?

9. Видели ли вы поностью садаптированные модели со сложной геологией? 

Вопросов много, накопилось. Хотелось бы видеть хоть какие-то комментарии, спасибо!

 

 

Krichevsky 482 9
Дек 18 #1

1. Посмотрите замеры пластового, и сразу станет ясно проблемы со  скважинами или с пластовым.

3. 1-3 Д - нормально. Направление трещин подрядчики по ГРП (те кто составляют эти документы) не знают (если им не сказали) и у них нет инструмента их определить. Надо разобраться что там за значения азимута, возможно они вообще от балды проставлены. Пересечения трещин не видел никогда - только сращение трещин в соседних скважинах в одну если они соосны. Деградация трещин очень индивидуальна для разных месторождений, где-то вообще не меняются свойства, где-то потеря 50-80% продуктивности за первые 3 месяца. То же самое с рефраками. Посмотрите ГДИ.

4. Если первая точка это суточные, то скорее нормально. Если месячные - скорее нет.

5. В 90% случаев ежедневные сводки точнее, т.к. меньше подвергаются редакции.

6. Менять PERMZ, рыть каналы от скважин ППД, перфорировать выше и ниже (имитируя переток).

Гоша 1162 12
Дек 18 #2

Krichevsky пишет:

1. Посмотрите замеры пластового, и сразу станет ясно проблемы со  скважинами или с пластовым.

3. 1-3 Д - нормально. Направление трещин подрядчики по ГРП (те кто составляют эти документы) не знают (если им не сказали) и у них нет инструмента их определить. Надо разобраться что там за значения азимута, возможно они вообще от балды проставлены. Пересечения трещин не видел никогда - только сращение трещин в соседних скважинах в одну если они соосны. Деградация трещин очень индивидуальна для разных месторождений, где-то вообще не меняются свойства, где-то потеря 50-80% продуктивности за первые 3 месяца. То же самое с рефраками. Посмотрите ГДИ.

4. Если первая точка это суточные, то скорее нормально. Если месячные - скорее нет.

5. В 90% случаев ежедневные сводки точнее, т.к. меньше подвергаются редакции.

6. Менять PERMZ, рыть каналы от скважин ППД, перфорировать выше и ниже (имитируя переток).

Я бы поправил п.3 - у автора темы там не 1-3 Д, а 1 000 - 3 000 Д, что скорее всего ненормально для остаточной проницаемости в пластовых условиях даже при однофазном потоке.

Можно посмотреть про оценку проницаемости проппантных пачек - один из вариантов: http://cdn.intechopen.com/pdfs/44288/InTech-Modeling_of_proppant_permeability_and_inertial_factor_for_fluid_flow_through_packed_columns.pdf

Или хотя бы Petro Wiki: https://petrowiki.org/Propping_agents_and_fracture_conductivity

Ну или вообще все, что покажет поисковик по теме вроде такой: residual proppant permeability

beliyYAR 119 10
Дек 18 #3

RedFriendndlyANT пишет:

1. 

Перекомпенсация на 25% это же нормально, ничего запредельного не вижу. Надо еще учитывать, что учет закачиваемой воды может вестись не слишком аккуратно. Ну и плюс куда идет закачка - возможно, не только в целевой пласт, а есть перетоки. Давление общее по модели (FPR) как себя ведет? Если пласт по модели на "надувается" (рост давления), то не вижу причин переживать из-за перекомпенсации на 25%. Если только локально могут быть какие-то секторы перекачаны, тут уже надо смотреть детально.

Pwf vs Pbub: 1) насколько можно доверять замерам забойных (каков источник - датчики или это пересчетные значения? если пересчетные, то верны ли в каждой скважине плотности, особенно с учетом того, что давления ниже насыщения, т.е. газ может влиять прилично), 2) выбирая между прониц-тью, скином и мультом, я бы в первую очередь как раз проницаемость адаптировал (возможно локально, по регионам или по скважинам). Почему вы сделали вывод, что проницаемость тут лучше не трогать? Во вторую очередь скин, мульты вообще в крайнем случае можно применять (я ставлю понижение продуктивности только для скважин с аварийным заканчиванием, например, если какая-нить железка лежит на забое).

RedFriendndlyANT пишет:

3. 

По-моему, 1000-3000 Дарси не очень нормально. Ну я таких не видел, по крайней мере. Может, д.б. мД? С направлением трещин тоже должен быть какой-то тренд. Повторные ГРП увеличивают продуктивность - из практики.

RedFriendndlyANT пишет:

5. 

Не представляю, как такое может быть, это какая-то жесть. А насколько сильно расхождение? Если товарная нефть не бьется по отчетностям, то это же серьезные проблемы с налогами могут быть. Если невозможно установить причину расхождения и какие данные более достоверны, то я бы с ежемесячными работал, модель-то по месяцам обычно считают.

RedFriendndlyANT пишет:

7. 

Важнее для чего? Смотря какая цель модели. Если нужны просто красивые графики, где совпадает история и факт... Если надо понять, че происходит, то скорее по секторам/блокам важнее (если м.р. большое) получить адаптированную картину, чтобы планировать там бурение, зарезку, ППД или еще что-то.

RedFriendndlyANT пишет:

8. 

Разломы влияют конечно. Они могут быть проницаемыми или нет, по ним может поступать вода по системе трещин, они могут быть барьерами и обосабливать определенные секторы/блоки т.д. В целом, наличие разломов усложняет моделирование (как геологическое, так и гидро), особенно если об их свойствах есть только предположения.

Krichevsky 482 9
Дек 18 #4

Гоша пишет:

Я бы поправил п.3 - у автора темы там не 1-3 Д, а 1 000 - 3 000 Д, что скорее всего ненормально для остаточной проницаемости в пластовых условиях даже при однофазном потоке.

Да, я это просмотрел, спасибо. Но на самом деле для моделирования трещины неограниченной проводимости (условно при Fcd > 7) можно проницаемость трещины задирать хоть до бесконечности - на приток к скважине это уже практически не будет вилять.

RedFriendndlyANT 16 1
Дек 18 #5

Krichevsky пишет:

1. Посмотрите замеры пластового, и сразу станет ясно проблемы со  скважинами или с пластовым.

3. 1-3 Д - нормально. Направление трещин подрядчики по ГРП (те кто составляют эти документы) не знают (если им не сказали) и у них нет инструмента их определить. Надо разобраться что там за значения азимута, возможно они вообще от балды проставлены. Пересечения трещин не видел никогда - только сращение трещин в соседних скважинах в одну если они соосны. Деградация трещин очень индивидуальна для разных месторождений, где-то вообще не меняются свойства, где-то потеря 50-80% продуктивности за первые 3 месяца. То же самое с рефраками. Посмотрите ГДИ.

4. Если первая точка это суточные, то скорее нормально. Если месячные - скорее нет.

5. В 90% случаев ежедневные сводки точнее, т.к. меньше подвергаются редакции.

6. Менять PERMZ, рыть каналы от скважин ППД, перфорировать выше и ниже (имитируя переток).

1. Карт изобар нет (, есть давления из ежемесячных отчётов, но там некоторые значения пластового больше давления гидроразрыва,а некоторые меньше давления насыщения.

3. Ну да, я имел ввиду, что 2 трещины соеденины. А как вы поняли, что трещины срастились, и одинаковы ли у них режимы?

6. А если недобор по нефти огромный? Просто на одной из моделей мне просто пришлось дико офп выкручивать. А так я фазы ещё направлением и длиной трещин сбивал 

RedFriendndlyANT 16 1
Дек 18 #6

beliyYAR пишет:

RedFriendndlyANT пишет:

1. 

Перекомпенсация на 25% это же нормально, ничего запредельного не вижу. Надо еще учитывать, что учет закачиваемой воды может вестись не слишком аккуратно. Ну и плюс куда идет закачка - возможно, не только в целевой пласт, а есть перетоки. Давление общее по модели (FPR) как себя ведет? Если пласт по модели на "надувается" (рост давления), то не вижу причин переживать из-за перекомпенсации на 25%. Если только локально могут быть какие-то секторы перекачаны, тут уже надо смотреть детально.

Pwf vs Pbub: 1) насколько можно доверять замерам забойных (каков источник - датчики или это пересчетные значения? если пересчетные, то верны ли в каждой скважине плотности, особенно с учетом того, что давления ниже насыщения, т.е. газ может влиять прилично), 2) выбирая между прониц-тью, скином и мультом, я бы в первую очередь как раз проницаемость адаптировал (возможно локально, по регионам или по скважинам). Почему вы сделали вывод, что проницаемость тут лучше не трогать? Во вторую очередь скин, мульты вообще в крайнем случае можно применять (я ставлю понижение продуктивности только для скважин с аварийным заканчиванием, например, если какая-нить железка лежит на забое).

RedFriendndlyANT пишет:

3. 

По-моему, 1000-3000 Дарси не очень нормально. Ну я таких не видел, по крайней мере. Может, д.б. мД? С направлением трещин тоже должен быть какой-то тренд. Повторные ГРП увеличивают продуктивность - из практики.

RedFriendndlyANT пишет:

5. 

Не представляю, как такое может быть, это какая-то жесть. А насколько сильно расхождение? Если товарная нефть не бьется по отчетностям, то это же серьезные проблемы с налогами могут быть. Если невозможно установить причину расхождения и какие данные более достоверны, то я бы с ежемесячными работал, модель-то по месяцам обычно считают.

RedFriendndlyANT пишет:

7. 

Важнее для чего? Смотря какая цель модели. Если нужны просто красивые графики, где совпадает история и факт... Если надо понять, че происходит, то скорее по секторам/блокам важнее (если м.р. большое) получить адаптированную картину, чтобы планировать там бурение, зарезку, ППД или еще что-то.

RedFriendndlyANT пишет:

8. 

Разломы влияют конечно. Они могут быть проницаемыми или нет, по ним может поступать вода по системе трещин, они могут быть барьерами и обосабливать определенные секторы/блоки т.д. В целом, наличие разломов усложняет моделирование (как геологическое, так и гидро), особенно если об их свойствах есть только предположения.

1. Вот и у меня 2 варианта:  либо за месторождение куда-то делась(у меня одна из моделей целого месторождения,), либо так убили пзс. Но по геологической модели у меня только мой целевой объект. Давление по модели от участка к участку по-разному себя ведёт. Но на многих скважинах в середине работы скважины более-менее близко с историей(чтоб перепад был), в начале работы многих скважин наоборот давления не хватает или же наоборот слишком много давления в пласте, в конце обычно давления забоя всесте с давлением в пласте улетает в космос. На другой же модели давления на забое  в начале и середине более мене бьются, но в конце стремятся к верхнему углу крестик от приложения тыкнуть. 

Я пытался это всё деградацией трещин грп сбить, если есть, но никак, сбрасывал до 0,1 % от начальной проницаемости, и да если я рассчитывал по FCD то 1000-3000 Дарси получалось, но я  брал либо одну десятую, либо одну двадцатую от значения. И если менять проницаемости, то BHP либо вниз падают, либо вверх, а тренды исторического не повторяют. Причём так на всем моделях, с помощью абсолютной и трещин проницаемостей я ликвид, даже не фазы, сбивал, и то не везьде ликвид сбил, чудил с кубиками проницаемостей рядом со скважиной, мог один куб раз в 100 прон увеличить, а на другом раз в 100 увеличить, с этим никак не срастается, поэтому дикая деградация и возможноно скины с мультами.

По поводу данных: есть данные из модели, ежедневные отчёты, ежемесячные отчёты,техрежимы, на одной модели всё вообще различное, на некотрых скважинах данные в несколько раз могут отличаться. 

А так красивые графики - это разве не сбитие, если геология не сильно убита? 

По разломам интересно, спасибо.

Забойки рассчитаные, данные мне не нравятся, но других нет. 

Рушан 554 12
Дек 18 #7

RedFriendndlyANT пишет:

1. Карт изобар нет (, есть давления из ежемесячных отчётов, но там некоторые значения пластового больше давления гидроразрыва,а некоторые меньше давления насыщения.

Здесь хотя бы нужны замеры статического давления(Рст), по прошествии нескольких дней. По тем скважинам, где замерам статического есть доверие, на соответствующие даты попробовать снять значение "пластового" в модели и сопоставить (Pст в истории против Рст в модели).

Также с замерами статики можно сопоставить коэффициенты продуктивности по добывающим скважинам до ГРП или без ГРП и с тем что получается по модели - насколько расходится. Если таких скважин не единицы

RedFriendndlyANT 16 1
Дек 18 #8

Рушан пишет:

RedFriendndlyANT пишет:

1. Карт изобар нет (, есть давления из ежемесячных отчётов, но там некоторые значения пластового больше давления гидроразрыва,а некоторые меньше давления насыщения.

Здесь хотя бы нужны замеры статического давления(Рст), по прошествии нескольких дней. По тем скважинам, где замерам статического есть доверие, на соответствующие даты попробовать снять значение "пластового" в модели и сопоставить (Pст в истории против Рст в модели).

Также с замерами статики можно сопоставить коэффициенты продуктивности по добывающим скважинам до ГРП или без ГРП и с тем что получается по модели - насколько расходится. Если таких скважин не единицы

Да, я так так и на одной моде и сделал, но опять же, такие замеры, причём адекватные только на одной модели и  есть. И тогда, можно вопрос: а разве со временем коэффициент продуктивностине меняется(парафины, фильтрация газа, если забойные ниже насыщения, деформация пзс)? 

Рушан 554 12
Дек 18 #9

RedFriendndlyANT пишет:

а разве со временем коэффициент продуктивностине меняется(парафины, фильтрация газа, если забойные ниже насыщения, деформация пзс)? 

В начальный период работы доб скв не всегда. Если есть результаты welltest то можно пробовать сравнивать kh (welltest с "перфорированным" kh на модели)

LLIypuk 11 2
Дек 18 #10

Рушан пишет:

RedFriendndlyANT пишет:

а разве со временем коэффициент продуктивностине меняется(парафины, фильтрация газа, если забойные ниже насыщения, деформация пзс)? 

В начальный период работы доб скв не всегда. Если есть результаты welltest то можно пробовать сравнивать kh (welltest с "перфорированным" kh на модели)

Рассмотрите такой вариант:

Есть фазовые проницаемости для нефти и для воды (для низкопроницаемого коллектора, где концевая по воде не больше 0,4 ).

Представим  разные вязкости нефти(50сП) и воды (сП).

Посчитайте  индекс продуктивности при таких вводных, для обводненности 0%, 50 % и 100%, все остальные параметры зафиксируем, как постоянные.

Рушан 554 12
Дек 18 #11

Я на «вводные» ANTа писал, LLIpuk. А так не совсем понятно, в чем у тебя проблема или задача.

Рушан 554 12
Дек 18 #12

LLIypuk пишет:

Посчитайте  индекс продуктивности

Можно 189ый выпуск «Каротажника» посмотреть наверное

 

LLIypuk 11 2
Дек 18 #13

Рушан пишет:

LLIypuk пишет:

Посчитайте  индекс продуктивности

Можно 189ый выпуск «Каротажника» посмотреть наверное

я про постоянный Pi комментарий дал для 

RedFriendndlyANT, ваш комментарий ошибочно выделил.

 "Каротажник" к сожалению или счастью не выписываю.

Krichevsky 482 9
Дек 18 #14

LLIypuk пишет:

Рассмотрите такой вариант:

Есть фазовые проницаемости для нефти и для воды (для низкопроницаемого коллектора, где концевая по воде не больше 0,4 ).

Представим  разные вязкости нефти(50сП) и воды (сП).

Посчитайте  индекс продуктивности при таких вводных, для обводненности 0%, 50 % и 100%, все остальные параметры зафиксируем, как постоянные.

Нетипичный у вас вариант. В большинстве случаев для наших терригенок отличие вязкости примерно компенсирует разницу в фазовых. И в таких случаях когда скважина постепенно обводняется по пласту - продуктивность по жидкости меняется незначительно.

LLIypuk 11 2
Дек 18 #15

Krichevsky пишет:

Нетипичный у вас вариант. В большинстве случаев для наших терригенок отличие вязкости примерно компенсирует разницу в фазовых. И в таких случаях когда скважина постепенно обводняется по пласту - продуктивность по жидкости меняется незначительно.

Вполне нормальный для России вариант. Вариант по которму легко доказать кнопкодавам, что Pi константа 

LLIypuk 11 2
Дек 18 #16

*PI не константа

Krichevsky 482 9
Дек 18 #17

LLIypuk пишет:

Вполне нормальный для России вариант. Вариант по которму легко доказать кнопкодавам, что Pi не константа 

А тут кто-то спорит разве? В этой теме по-моему почти все причины изменения продуктивности рассмотрели. Конкретно по вашему способу - ТС сам написал что выкручивал фазухи. Вы какой-то странно агрессивный кнопкодав.

RedFriendndlyANT 16 1
Дек 18 #18

Спасибо, что оставляете комментарии. Думаю, уже все догадались, что у меня модели "Западных Сибирей". Всё-таки наверно у меня перекомпансация: тут или слишком большие числа в нагнетании, либо вода уходит куда-то. Решил забить на нагнетание, уменьшил объёмы, увеличил прогницаемость, и график зависимости истоического давления от расчётного стал менее чудовищен. Также, учитывая, что на одной модели забойное давление некоторых скважин в 1,7раз больше давления гидроразрыва, думаю вода куда-то да и уходит. Требуется наверно новый пласт, что показать, что вода в него уходит, но свойств его нет, пок не знаю, что делать.

Рушан 554 12
Дек 18 #19

Перекомпенсация или нет это можно посчитать, особенно если у вас давление выше давл нас. Если ниже на каких-то участках м-ия, то может этим можно объяснить ("неучёт" свободного газа при расчёте компенсации).

voron4m 339 9
Фев 19 #20

Мне немного страшно за нашу нефтянку, когда задаются вопросы с первого по пятый специалистом гидродинамиком. Тем более, что часть ответов "скрыта" в вопросе 7. Может "в поля" или "снаряды пока подносить", да опыта с практикой набираться...

Go to top